陳景陽，張 洋，王 濤，龍 旭

(中海油研究總院，北京 100028)

巴布亞褶皺帶油氣藏類型與成藏模式

陳景陽，張 洋，王 濤，龍 旭

(中海油研究總院，北京 100028)

巴布亞褶皺帶處于巴布亞盆地晚期弧陸造山的逆沖推覆構(gòu)造帶上，由于構(gòu)造運動強烈，油氣成藏十分復雜。在構(gòu)造、沉積和地球化學等資料的基礎上，通過對油氣藏的詳細解剖，系統(tǒng)總結(jié)了油氣藏類型、油氣成藏主控因素和成藏模式。研究表明:該區(qū)共存在侏羅系和下白堊統(tǒng)2套烴源巖以及中生界和新近系2套成藏組合;共劃分為3種油氣藏類型，即擠壓背斜型油氣藏、生物礁-背斜型油氣藏以及斷層遮擋型油氣藏。論述了巴布亞褶皺帶內(nèi)的西段旁生側(cè)儲型、中段自生自儲型和東段下生上儲型3種成藏模式的特征和形成機制，對研究區(qū)未來的油氣勘探具有指導意義。

巴布亞盆地;前陸盆地;巴布亞褶皺帶;油氣藏類型;成藏模式

0 引言

巴布亞盆地主體區(qū)位于南太平洋的巴布亞新幾內(nèi)亞島境內(nèi)，向西延伸至印度尼西亞巴布亞伊利安省，向南則與澳大利亞相鄰，現(xiàn)今為弧后前陸盆地。巴布亞褶皺帶位于巴布亞弧后前陸盆地造山帶一側(cè)，總體呈北西—南東向展布，長約為600 km，寬約為130 km。目前，全盆地約86%油氣發(fā)現(xiàn)集中在該區(qū)，其可采儲量約為6×108t油當量。與中國中西部陸陸碰撞造山特征不同［1］，巴布亞盆地自中新世以來遭受了多期火山島弧拼貼作用［2-5］。造山強度的平面差異性造成伊利安褶皺帶(印尼境內(nèi))、巴布亞褶皺帶和奧雷褶皺帶構(gòu)造樣式和油氣成藏的差異性［6-9］，具體表現(xiàn)為巴布亞褶皺帶內(nèi)西段、中段和東段油氣成藏條件和過程的差異性和復雜性?；谧钚卵芯砍晒?，在詳細解剖油氣藏的基礎上，對巴布亞褶皺帶的油氣藏類型和成藏模式進行了分段研究。

1 油氣藏地質(zhì)條件

1.1 烴源巖

巴布亞褶皺帶已證實的烴源巖主要有侏羅系和白堊系2套(圖1)。侏羅系烴源巖主要為海陸過渡相泥巖，生源為陸生高等植物，形成于相對氧化的沉積環(huán)境，干酪根類型為Ⅱ—Ⅲ型，為研究區(qū)的主力生供烴層系。其中，中下侏羅統(tǒng)Barikewa組和Magobu組有機碳含量高，主要集中在1.0%～2.0%;上侏羅統(tǒng)Imburu組有機碳含量相對較低，呈雙峰分布于0.5%～1.0%和1.0%～2.0%。褶皺帶東、西段前陸凹陷區(qū)的上侏羅統(tǒng)烴源巖已經(jīng)開始成熟，中段中下侏羅統(tǒng)烴源巖則普遍進入成熟門限。白堊系淺海相泥巖形成于相對還原沉積環(huán)境，總有機碳含量為 0.5%～2.0%，有機質(zhì)類型為Ⅱ2—Ⅲ型，其中Ⅲ型占優(yōu)勢，開始進入成熟門限的下白堊統(tǒng)烴源巖主要分布在褶皺帶東段。整體上褶皺帶發(fā)育偏腐殖型烴源巖，富氣貧油，油氣相態(tài)以氣、凝析油為主。

1.2 成藏組合

巴布亞褶皺帶總體上存在中生界和新近系2套成藏組合(圖1)。其中，中生界成藏組合油氣主要來自侏羅系烴源巖，縱向上分布在上侏羅統(tǒng)和下白堊統(tǒng)碎屑巖儲層中，平面上則集中分布在褶皺帶中、西段，西段儲層主要為下白堊統(tǒng)Toro組濱淺海相［10］砂巖，蓋層為白堊系區(qū)域海相泥巖;中段儲層包括上侏羅統(tǒng)Iagifu、Digimu組河流三角洲前緣相砂巖和下白堊統(tǒng)Toro組砂巖，蓋層為上侏羅統(tǒng)層間泥巖和白堊系區(qū)域海相泥巖。中生代碎屑巖儲層為中孔、高滲型儲層，孔隙度以10%～20%為主，滲透率基本大于100×10-3μm2。第三系成藏組合油氣來自侏羅系和下白堊統(tǒng)烴源巖，油氣縱向上主要分布在第三系Puri組礁灰?guī)r中，發(fā)育3種類型生物礁:臺緣礁、環(huán)礁和塔礁，受前陸凹陷區(qū)發(fā)育的深水泥巖封蓋，平面上則局限分布在巴布亞褶皺帶東段。

圖1 巴布亞褶皺帶綜合柱狀圖

2 油氣藏類型

歷經(jīng)約50 a的油氣勘探，目前在巴布亞褶皺帶共發(fā)現(xiàn)了23個油氣藏，依據(jù)油氣藏圈閉類型和成藏過程等差異性，可劃分為斷層遮擋型、擠壓背斜型和生物礁-背斜復合型3類。

2.1 斷層遮擋型油氣藏

以Pnyang凝析氣田為典型代表，該氣田位于巴布亞褶皺帶西段基底卷入型構(gòu)造的西南翼(圖2)，2條南傾逆沖斷裂將氣藏分割為南北2個斷層傳播褶皺。儲層主要為下白堊統(tǒng)中、下臨濱沉積的灘和席狀砂巖，分布穩(wěn)定，粒級為細—中粒，分選中—好，孔隙度平均為14%，滲透率平均為275× 10-3μm2，屬于中等儲層。蓋層為區(qū)域性發(fā)育的白堊系海相泥巖，累計厚度近千米。油氣主要來源于西南側(cè)與之相鄰的小型前陸盆地，受前陸地層沉積影響，前陸盆地內(nèi)上侏羅統(tǒng)烴源巖均已成熟并排烴，油氣在勢能差的驅(qū)動下向較高部位的低勢區(qū)運移聚集。受擠壓斷層的側(cè)向遮擋作用，油氣并未進一步向高部位運移逸散，最終在構(gòu)造翼部成藏。該類油氣成藏的主控因素是逆沖斷層具有較強的側(cè)向封堵能力。

2.2 擠壓背斜型油氣藏

Iagifu-Hedinia油氣田位于巴布亞褶皺帶中部，圈閉形成于晚中新世—晚上新世，為斷層傳播褶皺，受小型應力調(diào)節(jié)型背沖斷層發(fā)育的影響，形成Iagifu和Hedinia 2個背斜高點(圖3)。主要儲層為下白堊統(tǒng)Toro組濱岸砂巖，呈北西—南東展布，厚度穩(wěn)定，約為100 m，凈總比高達90%，孔隙度平均為14%，滲透率一般大于300×10-3μm2。上侏羅統(tǒng)Digimu組河道切谷砂巖和Iagifu組河口壩砂巖為次要儲層，呈北東—南西展布，該油田并非三角洲垛葉主體發(fā)育區(qū)，砂巖累計厚約為30 m。蓋層主要為白堊系區(qū)域分布的海相Ieru組泥巖和上侏羅統(tǒng)層間泥巖。油氣來源于相鄰逆沖構(gòu)造間的微型盆地，因擠壓推覆作用，造成前陸盆地先前沉積的地層發(fā)生重復疊置，中下侏羅系烴源巖受此影響而成熟生烴，構(gòu)造擠壓作用強化了油氣運移聚集。油氣成藏控制因素是區(qū)域穩(wěn)定分布的泥巖蓋層以及逆沖擠壓造成微型盆地具備高效生、排烴能力。

圖2 巴布亞褶皺帶西段油氣成藏模式

圖3 巴布亞褶皺帶中段油氣成藏模式

2.3 生物礁-背斜復合型油氣藏

Elk-Antelope凝析氣田位于巴布亞褶皺帶東段隱伏褶皺區(qū)(圖4)，是巴布亞盆地最大的生物礁型油氣藏［11］。

氣田呈北西—南東走向，受調(diào)節(jié)斷裂控制，存在南、北2個高點。南部為Antelope生物礁，巖性為中新統(tǒng)Puri組礁灰?guī)r和白云巖。生物礁發(fā)育末期，海平面下降，礁體頂部暴露出水面遭受淋濾，形成溶蝕縫洞，并發(fā)生了準同生白云化，孔隙度和滲透率增大，同時受疊合晚期構(gòu)造擠壓作用，發(fā)育孔隙和裂縫雙重介質(zhì)型儲層，為該氣田主要儲集層。北部則為Elk逆沖背斜構(gòu)造，巖性為同期的碳酸鹽巖臺地，以裂縫型儲層為主，孔隙型儲層基本不發(fā)育。蓋層為前陸層序的上新統(tǒng)—更新統(tǒng)的Orubadi-Era組泥巖。該氣田具有混源的特征，除了侏羅系外，白堊系因上覆前陸地層的沉積也開始進入生烴門限，在晚期擠壓逆沖型斷層的溝通下，油氣開始向淺層運移并聚集成藏。該類氣藏形成的主控因素是發(fā)育溝通油源的深大斷裂和沉積了厚層的前陸地層。

圖4 巴布亞褶皺帶東段油氣成藏模式

3 成藏模式

3.1 西段旁生側(cè)儲型成藏模式

旁生側(cè)儲型油氣藏一般分布在生氣中心的周邊［12-15］，烴源巖位于儲集層的一側(cè)，油氣沿著斷層或連通性好的下白堊統(tǒng)濱岸相砂體運移到基底卷入型構(gòu)造的翼部或者前陸斜坡區(qū)成藏，具有旁生側(cè)儲型成藏模式特點(圖2)?；拙砣胄蜆?gòu)造翼部常發(fā)育擠壓相關褶皺，前陸斜坡區(qū)則發(fā)育有斷塊型圈閉、披覆構(gòu)造以及巖性尖滅型圈閉等。Strickland前陸凹陷中發(fā)育約2 km的前陸層序，使下伏的中下侏羅統(tǒng)以生氣為主，上侏羅系生成的原油具有飽和烴碳同位素偏低的特點。構(gòu)造低部位由于高陡逆沖斷層的存在，斷層泥巖涂抹面小，不利于氣藏的保存，如kaua油田;而低緩逆沖斷層因斷層泥巖涂抹面大，封堵能力強，如Panyang凝析氣田。下生上儲型成藏模式因新近紀生物礁儲層不發(fā)育而在該區(qū)并不存在。

3.2 中段自生自儲型成藏模式

自生自儲型氣藏的烴源巖和儲集層基本發(fā)育在同一層位［12-13］，可形成構(gòu)造、巖性氣藏，一般存在于生氣中心及其附近，油氣沿斷層或滲透性砂體短距離運移至源內(nèi)圈閉中成藏。巴布亞褶皺帶中段構(gòu)造擠壓應力由北東至南西向傳遞，伴隨著擠壓強度的降低，蓋層滑脫型構(gòu)造樣式由雙重構(gòu)造變?yōu)閱沃貥?gòu)造。在各構(gòu)造間發(fā)育一系列微型盆地，因構(gòu)造擠壓造成的地層重復加快了侏羅系烴源巖的成熟，同時促使油氣沿北東—南西向運移排烴。在上覆較厚的白堊系海相泥巖的封蓋下，油氣沿著中生代侏羅系三角洲前緣砂巖、白堊系濱岸砂巖或者期間的不整合面，就近運移到構(gòu)造擠壓形成的斷層傳播型褶皺中成藏(圖3)。該段相對于東、西2段而言，缺少明顯的區(qū)域性分布的前陸層序，侏羅系烴源巖埋深相對變淺，主要為中下侏羅統(tǒng)烴源巖貢獻，其原油飽和烴碳同位素偏高，不同于西段的上侏羅統(tǒng)。中段侏羅系烴源巖成熟度相對較低，可能是該段以油藏為主并伴生一定量溶解氣的原因之一。另外靠近北東造山帶構(gòu)造主要為油藏，如Moran油田，可能與擠壓強度較大，氣體不易保存有關;而遠離造山帶的擠壓較弱區(qū)則存在油氣藏，如前述的Iagifu-Hedinia油氣田。

3.3 東段下生上儲型成藏模式

下生上儲型成藏模式中烴源巖位于儲集層的下方［16-17］，由斷層、不整合面等溝通烴源巖和淺部的儲層使油氣聚集成藏。受東南奧雷褶皺帶前陸造山的影響，與巴布亞褶皺帶東段相鄰的Moresby前陸凹陷沉積了厚約3 km的前陸層序。前陸層序加劇了中生代烴源巖的成熟，不僅僅是侏羅系烴源巖，下白堊系烴源巖也已開始成熟，具有混源供烴的特點，并為中新統(tǒng)礁灰?guī)r儲層提供了良好的蓋層。晚期逆沖擠壓形成了一系列隱伏型褶皺，在深大逆沖斷層溝通下，中生代烴源巖向上運移到中新統(tǒng)礁灰?guī)r中成藏(圖4)。Moose油田的發(fā)育因蓋層較薄，封蓋能力降低而使氣體發(fā)生泄漏，Puri井僅見油氣顯示則與斷層側(cè)封失效有關。

4 結(jié)論

(1)巴布亞褶皺帶主要發(fā)育侏羅系和下白堊統(tǒng)2套烴源巖以及中生界和新近系2套成藏組合，兩者平面分布具有明顯的差異性。

(2)受構(gòu)造擠壓等成藏主控因素的控制，主要存在3種油氣藏類型，即斷層遮擋型油氣藏、擠壓背斜型油氣藏和生物礁-背斜復合型油氣藏。

(3)受成藏過程等差異性影響，巴布亞褶皺帶平面上可以歸納為3種成藏模型，西段主要為旁生側(cè)儲型成藏模式，中段為自生自儲型成藏模式，東段為下生上儲型成藏模式。

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編輯張 雁

TE121

A

1006-6535(2015)05-0055-05

20150409;改回日期:20150803

國家重大專項“孟加拉灣及澳大利亞西北陸架富油氣盆地勘探潛力綜合評價與目標優(yōu)選”(2011ZX05030-002)

陳景陽(1981-)，男，工程師，2004畢業(yè)于中國地質(zhì)大學(武漢)石油地質(zhì)專業(yè)，2007年畢于該校石油地質(zhì)專業(yè)，獲碩士學位，現(xiàn)主要從事油氣成藏方面研究工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.05.011